机组启动控制方案
批准：陈传平
审核：武旭
初审：胡海滨、陈新纳
编制：贺晓燕、李琳、茹光伟、赵俊喜
洛阳阳光热电有限公司
2011-11-23
机组启动控制方案
本方案适用于我厂两台机组大小修、临修及抢修后的启动管理和控制，目的在于规范机组冷态启动的操作，不断优化启动过程，达到启动的科学化、标准化，实现安全、稳定、节能、高效的启动，为机组平稳经济运行打好基础。
一、人员组织
组长：陈传平
副组长：陈新纳、武旭、何少辉
组员：胡海滨、王陆伟、韩运堂、胡东旭、贺晓燕、李琳、茹光伟、仝世伟、石海泉、赵俊喜、程伟彬、石东升、段景卫、尚小林、高现军、陈应陆、程子原、方得新、高爱民。
机组启动过程中按照公司重大操作到场制，相关人员到集控室签到并在现场等候，遇异常情况立即处理。
二、启动前准备
启动前首先确定启动类型，根据停运时状态做好启动前的各项准备工作。
(一)燃料专业启动前的准备工作：
燃料专业准备高挥发份（18%以上）、高热值（4800Kcal以上）、流动性好的烟煤100t 左右，放置指定地点，由值长调度使用，炉原煤仓按需要上合适的煤种和煤量。
(二)锅炉专业启动前的准备工作：
1、启动命令后，准备操作票。检查与锅炉启动有关的设备、系统检修工作已结束，
所有工作票终结，缺陷验收合格，维护人员做详细交代。
2、对整个系统进行全面检查，确认炉膛、高温分离器、烟道内、除尘器内确已无
人工作，搭架已拆除杂物已清理干净，水压试验合格堵阀已拆除，人孔已关闭
严密，炉膛、回料阀风帽安装牢固无损坏堵塞现象，运行与维护人员一并验收
合格。
3、机组正常停运（A B侧原煤仓煤已清空）：锅炉启动前对锅炉A、B原煤仓上入
高挥发份、高热值的点火用煤，要求：挥发份18%以上，发热量4800Kcal左右；
为保证投煤时间，同时为防止炉膛床温升温过快，并根据#1、2炉的设备及燃
烧特性，#1炉优质煤上煤量应控制在一侧20t、另一侧10t，#2炉两侧同时上
入优质煤各20t，之后可上入低挥发分（贫瘦煤）煤种即可。同时，因#2炉B 侧煤仓处于#8皮带最末端，随着停运时间的增加煤仓内会存有积煤，启动前应根据实际情况应对B侧煤仓内存煤量进行估算并进行清仓。
4、机组紧急停运（A B侧原煤仓留有部分贫瘦煤时）：炉前煤仓内燃煤未烧空，锅
炉启动前应进行取样化验全面了解煤质情况，根据煤质情况在点火投煤后调整和控制煤量。
5、添加启动床料要求：启动床料用原流化床底渣仓的炉渣，干燥、并使用10mm
的筛网筛选过，运行人员进行验收。床料添加高度要求：床料添加控制#1炉≮650mm；#2炉≮700mm（布风板与炉膛人孔外部上沿标高为800mm），若回料阀内细床料较少可适当提高50mm。当机组紧急停运原煤仓内未烧空，无法添加高挥发份、高热值启动用煤时，根据需要在启动床料中加入一定比例（5%-10%）挥发份在15%-20%左右、发热量在4500-5000Kcal的引燃煤以加快启动速度降低启动用油。
6、床料加装完毕后进行最低流化风量与流化质量试验，确定最低流化风量、检查
流化质量合格后快速封闭炉膛与回料阀人孔。
7、做好床下燃烧器油枪清理及雾化试验，雾化角度及雾化质量符合规定标准，试
验点火枪进退打火正常。为防止油枪内积油因油质差导致油枪堵塞，雾化试验合格后，需再次对油枪进行清洗。同时，试验床下燃烧器点火风门、混合风门开关正常，实际开度与DCS显示开度一致，认真配合锅炉、热工、电气维护做好各电动门、调门的开关实验，确保各电动门、调门开关灵活到位，同时要求DCS画面显示开度与实际开度保持一致。
8、为了合理控制油枪出力、升温平稳，对床下4只油枪的雾化片安装要求如下：
对#1、4床下油枪加装600kg雾化片，#2、3加装300kg雾化片。同时，锅炉启动前需准备已装好600kg或900kg雾化片的油枪，当在启动中需改变油枪出力时能够达到快速更换的条件。
9、启动、助燃柴油油量充足且油质合格。
10、控制锅炉水质合格，水位上至点火水位，各汽水阀门开关至点火启动状态，刮
板给煤机下煤插板开启。
11、所有高低压辅机绝缘合格，送至工作位，恢复备用。
(三)汽机专业启动前的准备：
1、机组检修后,运行人员应了解设备安装,检修异动情况。
2、检查机组的所有检修工作票全部结束、工作票注销、安措拆除。
3、按机组静态试验方案进行机组各项启动前的试验、各泵的连锁保护试验、电动
门、调门的开关试验正常；各转动机械的分部试运正常。
4、接到准备启动命令后,做好启动前的具体准备工作。检查启动工具,仪器,各种
记录,确认信号系统正常,各指示表记,记录仪器投入完好。确认DCS和DEH工
作正常,CRT显示与设备实际状态表记显示相等，各声光信号及事故喇叭正常。
按要求准备好操作票。
5、主油箱、EH油箱油质合格，油位正常，油温符合规程规定要求。
6、凝汽器、除氧器及循环水池补水至正常水位。凝汽器水侧充水完毕，空气门关
闭。
7、化学化验炉水品质，不合格时要进行受热面冲洗置换，上水方式可选用给水泵
上水和上水泵上水。优先选用上水泵上水，节约厂用电，但因上水泵上水时间
长，要把握好时间节点，同时调整好工业供汽减温水压力，保证工业供汽减温
水的稳定运行。
8、电动主汽门及其旁路门，自动主汽门、调速汽门以及各抽汽管道逆止门处于关
闭状态。
9、主蒸汽管道排地沟疏水和本体疏水门处于开启位置。
(四)电气专业启动前的准备：
1、按启动计划及方案要求，准备好操作票。检查有关发变组及其系统的工作票已
全部终结，安全措施已全部拆除、常设遮拦恢复、网门锁好，现场清洁无杂物。
2、查发电机、主变、高厂变、励磁变、开关、刀闸、PT、CT等有关一、二次设备
良好，发电机PT一次保险完好，发电机励磁调节系统正常完好，符合运行条
件。
3、查发电机-变压器组出口开关操作机构完好，开关SF6气体压力正常；
4、查发电机冷却系统能正常投入运行，发电机空冷室干燥，无杂物、漏水、结露
现象。
5、查发电机滑环应清洁无损，刷架与滑环表面距离2-3㎜，电刷长度适中，联结
软线完整牢固，无接地、短路现象，弹簧压力均匀，电刷在刷窝内活动自如。
6、查发变组各仪表、保护装置及自动装置良好，无异常报警信号。
7、查DCS上发变组有关控制开关位置正确，指示灯指示正确，无异常及报警信息。
8、核对定子、转子线圈及铁芯温度。
9、检查机组直流系统设备工作正常。
10、检查发变组封闭母线微正压装置工作正常。
11、测量发电机、主变、高厂变等各部绝缘电阻合格。
12、测量机组汽机、锅炉专业高、低压辅机绝缘合格，根据机、炉的要求送电。
(五)化学专业启动前的准备：
1、水处理按照启动计划及启动实验项目及时间的安排，准备质量合格，数量足够
的除盐水。
2、加药设备处于良好的备用状态，药箱内有2/3以上液位的一定浓度的药液。
3、水汽取样装置应良好完整，冷却水系统正常处于备用状态。
4、所有化学仪表应校正完好，处于备用状态。
5、所有化验用的药品、仪表应齐全、完整。
6、所有取样门、加药门、排污门应完好，开关灵活。
7、除氧器疏水箱水质应合格，如果不合格应督促锅炉汽机运行人员采取措施。
三、阶段控制
根据机组点火前设备检修情况，各专业详细制定启动试验方案，发电部上报启动计划并与调度沟通得到批准，按照并网时间点科学的制定启动时间表。将启动工作分为启动前的准备→启动前的试验→锅炉点火→低温烘炉→锅炉投煤退油枪→具备冲转条件汽机冲转→汽机定速及进行相关试验→并网→切换厂用电→投入抽汽系统→接待至计划出力等主要节点，力求精确的控制每个节点工作的完成，最终安全、稳定、准时的完成整体启动工作。
四、应急处理
机组启动整个过程，值长作为现场责任人，组织各岗位严格按照规程规定进行操作，是现场操作与调度指令的唯一下令人，发生异常情况时，及时协调各专业、相关维护单位进行处理。机组启动前，根据以往启动中易发生的异常情况，做好事故预想，制定相应的处理预案：
(一)小锅炉故障无法启动：在两台机组全停的情况下启动机组，必须启动小锅炉供除
氧器加热蒸汽及汽轮机轴封系统用汽。所以在启动前，对小锅炉进行启动试验。
如启动过程中发生小锅炉故障，需要维护立即进行消缺处理，必要时可手动启动燃烧器，安排专门人员在小锅炉值班，确保机组按计划时间启动。
(二)煤线断煤或给煤机故障无法启动：机组启动前，由值长负责通知常顺公司增派人
员，发生断煤时及时进行疏通处理。同时，煤线的试转分两部分进行，首先进行空转试运，当设备空转正常后将煤仓底部下煤插棍打开检查是否下煤顺畅，如不下煤应提前进行疏通处理，当皮带给煤机下煤正常后即可停运煤线，以便锅炉达到投煤条件后能快速投煤。如因设备原因造成给煤机故障无法运行时，通知相关专业立即进行处理，必要时调整好下煤插板，保证单侧煤线的正常运行，确保锅炉稳燃。
(三)机组振动大：机组启动前，按规定记录大轴偏心，投入连续盘车，锅炉点火后确
保高中压主汽门、调门严密，防止汽机进汽造成大轴热弯曲。根据机组实际情况，确定机组暖机转速及时间，冲转前保证合适油温，加强各专业之间的沟通配合，确保主、再热蒸汽参数的合理、稳定。冲转中严密监视各参数变化情况，及时分析、调整和控制。由于#1机组临界转速振动大的实际情况，将中速暖机转速定在900rpm，同时适当延长中速暖机时间一小时，监控#2瓦振动和胀差值变化，达到合适值，过临界时的升速速率提高至400rpm/min，经公司领导同意，将轴振保护定值适当提高，确保机组通过临界转速。
(四)汽机胀差大：启动过程中，由于蒸汽参数过高、暖机时间不充分及汽机滑销系统
卡涩等原因，造成汽机胀差过大。为此，启动时，锅炉应尽量控制好燃烧强度，尽量调整控制主、再热蒸汽参数符合汽机要求；在二段暖管的同时，对夹层加热充分疏水，投入夹层加热系统对高中压缸进行预暖，低参数暖机时，根据高压内缸上下内壁温度及时调整夹层加热系统上下分门开度；启动过程中，加强对机组滑销系统的检查，发现热膨胀出现跳跃时上升时及时通知相关人员进行检查，待停机时进行处理。
(五)DEH系统主调门故障：汽机启动前试验和挂闸时会出现主汽门、调门卡涩、开关
不到位等情况，大多是机械、油质、电磁阀、伺服阀等原因造成，根据具体现象及时通知机务和热工检修处理。
(六)给水泵再循环电动门故障：据以往机组启动过程中多次出现的给水泵再循环电动
门故障，不能开关的情况，以后机组启动前，在锅炉上水时进行再循环电动门带压开关试验。给水泵连续运行时如发生再循环电动门故障时，通知维护检查处理，无法隔离时，可以关闭再循环手动门，待机组停运后彻底处理。
(七)减温水调门故障：启动和正常运行中多次出现过热器再热器减温水调门开关不正
常、卡涩、打不开等情况，在机组启动前打压试验时进行调门严密性试验，上水时进行带压开关试验，发现问题及时通知检修进行处理，确保锅炉点火前各减温水门动作正常并且严密。
(八)床温测点显示异常：启动中必须控制一次风量高于流化试验时确定的最低流化风
量。发生测点显示异常的情况，参考其他测点，炉膛下部床温测点偏差应控制在小于150℃，如判断为原件故障，由热工检查处理。如测点正常，而是因局部流化不良所致，应采取增加一次风量，加强流化，或进行再流化操作。如因床下油枪出力不均造成，应及时调整油枪出力，必要时修改相关保护定值。在锅炉投煤正常退出全部油枪后，及时切换为主风道运行，防止局部流化不良造成局部结焦。
(九)防止启动过程结焦的措施：
1、启动前加强对风帽的检查，杜绝小孔堵塞的现象，加床料后认真进行流化试验，
确认床面平整无异常突起或凹陷。
2、启动床料的粒度和厚度要符合规定，床料不能太少（#1炉≮650mm，#2炉≮
700mm），不能太粗与太细。回料阀内细床料加装高度≮500mm，防止因回料阀
内床料过少，造成点火后大床床料经外循环补充至小床后床压下将过快，导致
床压过低造成投煤时燃烧不稳。
3、启动前加强对床下油枪的检查与试验，保证点火时所有油枪能够快速可靠投
入，整个床层升温均匀不留死角。
4、根据煤种严格执行最低投煤温度的规定且下部床温测点最低点不能低于平均
温度100℃，同时加强就地观火，达不到规定的床温不能投煤。
5、严格按规程规定的要求进行投煤操作，先脉动投煤后连续投煤，投煤后必须通
过氧量、床温炉膛压力等参数确认已着火才能继续投煤，严禁投煤过多过快或
在投煤后参数没有明显变化的情况下连续投煤。
6、投煤前一次风量可以低于临界流化风量，但投煤后必须使一次风量高于临界流
化风量。
7、投煤前后应加强就地观火，如发现局部流化不良或炉内存有焦块时应及时加大
一次风量，进行再流化操作。
8、油枪全部退出应严格执行如下规定：下部床温平均温度大于750℃且各点偏差
小于100℃，同时就地观火A、B两侧和前后炉膛着火均匀，炉膛各参数已经稳
定上升10分钟以上。
(十)床压过低：启动前按规定将大床与小床内床料上至要求高度，同时应准备备用床
料，如启动投煤前床压过低应通过刮板给煤机将床料加至炉内。
(十一)投油枪时发生风室超温：针对启动时经常出现的风室超温情况，每次点火前，对油枪进行清理，并做好雾化试验，启动中按计划更换雾化片。点火后发生超温时，立即对油枪检查，适当降低油压，并适当增大一次风量，加强冷却，严格控制风室温度，防止设备损坏。
(十二)励磁系统出现故障时，立即根据报警信息，就地查看励磁调节柜工作状况，并及时检查励磁系统及发电机PT回路各保险是否良好，各电源开关是否合好，根据故障代码及时通知检修消除故障。
发生其他异常情况，必须按照规程规定进行处理，并且处理异常的每一步骤都及时向各级领导汇报。
五、各专业启动控制措施
(一)锅炉专业启动控制措施：
1、本着节能降耗为目的，锅炉启动各高低压辅机为：启动两台高压流化风机、启
动单台引风机、启动单台二次风机、启动两台一次风机运行。
2、严格控制一次风量及油枪出力，合理配风提高燃烧质量，尽量减少热量损失。
在锅炉冷态启动过程中的一次风系统中的点火风及混合风进行合理配比，既保
证燃油燃烧过程中的充分燃烧，又能保证热烟气能够有效通过点火风室进入燃
烧室内部加热布风板上的床料。点火启动过程中一次风量的使用依实验最低流
化风量为依据，使炉内床料处于鼓泡床与流化状况之间状态。两台一次风机启
动初期电流可根据实际情况确认最佳出力。
3、启动单台二次风机，二次风保持最低风量运行，并且控制二次风压在2Kpa左
右，降低二次风对床料的冷却，通过以上措施最大程度的减少炉内热量损失。
4、油枪的投入与切换：启动初期为控制升温速率在正常范围内，油枪的投入应从
低出力300kg开始并逐渐增大，控制床温升速率稳步上升，到点火后期床温升速减缓时应及时将300kg雾化片的油枪更换为备好的600kg或900kg油枪。#2炉床下#4油枪由于位于整个油系统的最末端，易出现油内杂质沉淀从而堵塞油枪，故#2炉启动时应先投入床下#4枪，并有必要的长时间投入该油枪。5、升温升压控制：应严格履行启动计划，通过多种运行方式的调整按要求有效控
制各部温升。点火启动时床温在常温--300℃低温段，应严格控制升温速度，控制包括床温在内的所有烟气侧温度控制在不大于100℃/h。床温在300-500℃可适当提高升温速率，但不应超过150℃/h，汽包上下壁温差小于40℃，饱和温度变化率小于56℃/h。严格控制在整个升温过程中不出现升温率变负的现象发生，一旦出现升温回头现象要及时调整油枪配合方式，改变燃烧状况。
6、投煤控制：
1)启动前锅炉原煤仓已加入优质煤种时：床温升至350℃时运行人员与相关维护
人员对刮板给煤机与皮带给煤机进行检查试转，确保煤线处于备用状态，在所有下部床温大于460℃时，进行脉动试投煤，以5—8t∕h的给煤量对炉内进行脉动投煤，脉动投煤的时间应控制在90s，脉动给煤结束后观察床温的变化，当床温增加氧量有所减少时，证明煤已燃烧。“脉动”给煤3次以后，床温继续增加4-7℃/min，氧量持续减小，可以较小的给煤量连续给煤并及时降低油压控制温升速率。同时应加强就地观火，锅炉主控必须到现场进行观火，对炉内燃烧情况做到心中有数，根据观火与整体床温分布情况调整两侧煤量及两侧油枪投入率，二级链条给煤机的下煤插板开度要适度控制，可以根据煤仓内存煤煤质情况合理安排，确保整个炉膛在启动初期投煤的合理性（让两侧同时都能投入相同的煤种）。
2)启动床料中加入引燃煤时：床料中加入的挥发份适中的引燃煤较松散较易燃
烧，一般在床温升至300-400℃时挥发份既会析出燃烧，此时应控制好油枪出力及时降低点火油压，同时应根据温升速率用好300kg出力的床下油枪防止温升过快。当床温升至400℃时及应当加强就地观火，同时严密监视并控制升温速率，并适当降低点火油压，提高一次风量，提前对煤线进行检查，刮板给煤
机进行试转，做好投煤准备，根据观火情况可提前少量投煤进行预热燃烧，床
温升至450-500℃时应加强对炉膛负压、氧量、床温变化率的监视，当发现炉
膛负压突增、氧量突降、床温快速上升时，应及时退出一至二根床下油枪，并
及时调整一二次风量，控制床温升速率。若出现床温急速上升，必要时可退出
三至四只油枪防止出现高温结焦。在床温得到有效控制后，应及时加大入炉煤
量，保证床温连续稳步上升。确定投煤着火后，及时增大一、二次风量控制温
升速率。
7、冲转前后锅炉燃烧控制：冲转前脉动投煤时控制煤量以5—8t∕h的给煤量对
炉内进行脉动投煤，脉动投煤成功后根据煤质情况连续给煤量控制在
13-18t/h，控制床温、汽温、汽压稳步上升，如在锅炉全部油枪退出风道切换
前各参数达到汽机冲转条件时即可冲转摩检，当所有油枪退出、风道切换后，
为控制燃烧参数以达到稳定冲转，锅炉控制最低燃烧即可，床温810-830℃，
煤量不大于25t/h。
8、控制油枪出力及时退枪：床温升至700℃且升温速度稳定后，同时根据整体床
温分布情况，应降低点火油压及时退出相关油枪，适当增加给煤量，以降低燃
油消耗量。床温升至750℃并升温速度稳定后，应及时退出所有床下油枪运行，同时增大入炉煤量稳定燃烧。床温升至800℃燃烧稳定后，应及时切换热风道
运行，防止冷风道因风量小、床料局部流化不良造成局部结焦。为避免升温升
压过快影响汽机的正常暖机和升速，锅炉保证最低燃烧，确保蒸汽参数符合升
温升压曲线的要求。
9、其他具体操作应严格按照锅炉冷态启动操作票执行。
(二)汽机专业启动控制措施：
1、根据启动计划及时间表，启动工业水系统、循环水系统，凝结器水侧通水，投
入东、西侧自动滤水器，开启各转机冷却水门，冷却水投入正常。投入发电机
冷却系统。投入压缩空气系统。
2、根据启动计划及锅炉专业要求，投入凝结水及给水系统，进行锅炉上水及冲洗
或置换水工作，水质合格并锅炉不需要上水情况下及时停运给水系统，降低厂
用电消耗。
3、投入润滑油系统，提前2-4小时投入盘车装置。倾听动静部分声音正常，检查
盘车电流及大轴弯曲值均未超限。
4、为优化启动，缩短启动时间及降低启动消耗，整个启动过程中随时与锅炉专业
紧密联系、沟通及配合。
5、待锅炉三级过热器入口汽温达到80-100℃时，关闭真空破坏门,启动真空泵抽
真空。进行轴封管道暖管。凝汽器真空达35Kpa以上时，确认旁路系统暖管充分疏水后和锅炉联系投入Ⅰ、Ⅱ级旁路。通知锅炉关闭过热器、再热器对空排气门。
6、加强对汽缸金属温度变化情况的监视，注意高压主汽门、调节汽门、中压联合
汽门及高排逆止门等严密情况，当主蒸汽压力达0.196Mpa时，将主、再热蒸汽管道（再热热段疏水除外）及旁路疏水倒向疏水扩容器，降低除盐水量的消耗。
7、高低加系统做好随机启动准备。及时调整各疏水门，及时投入夹层加热联箱，
进行高中压缸预暖，为降低汽机上下缸温差、胀差及缩短机组启动时间创造条件。
8、按启动计划安排，冲转条件具备后，严格按照规程要求并结合现场实际情况，
进行汽机的冲转操作。冲转过程中，随时联系锅炉调整蒸汽参数，严格按冷态滑参数启动曲线进行升温升压。控制新蒸汽及再热蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移，高、低压缸与转子相对膨胀等正常，汽轮机各点金属温度、温升、温差不应超限。
9、通过临界转速时，应迅速、平稳（结合现场机组实际情况，#1机组应进行充分
的中速暖机，过临界时的升速速率经领导同意后适当提高），过临界转速时轴瓦振动大于0.15mm,轴振大于0.288mm时，应立即打闸停机，投连续盘车。测大轴挠度、查明原因、消除振动。再次启动时，盘车连续运行应大于4小时，严禁强行通过临界转速或降速暖机。
10、机组达额定转速，按要求进行相关的试验工作，整个实验的进行应做到紧张有
序，准确无误，尽量降低锅炉不必要的燃油、燃煤消耗。实验结束，全面检查机组具备并网条件，经领导及调度同意，及时进行并网操作。
11、并网后，严格按照规程要求控制增加负荷的速率及带负荷暖机时间。增加负荷
时应注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。经常监视汽轮机轴向位
移，推力瓦块温度，油温，油流，油压，油位，胀差，缸胀，振动等参数正常；
经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力，温度及再热汽压力温度上升情
况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。
12、根据符合接带情况，及时调整各辅助系统，按要求投入工业和采暖系统运行。
(三)电气专业启动控制措施：
1、接启动命令，准备好必要的工具和操作票。确认发变组启动前的检查工作全部
完成，所有设备均无异常。
2、查发变组绝缘合格。
3、查发变组启动前试验合格。
4、发变组恢复热备用（参照发变组恢复备用标准操作票）。
5、检查 DCS上电气各报警光字牌显示正确，无异常报警。
6、主变、高厂变冷却风扇在发变组出口刀闸合上后，按照标准运行式投入运行。
7、查发变组达到并列条件，申请合上发变组出口刀闸，采用自动准同期并列方式
与系统并列（参照发电机自动准同期并列标准操作票）。
8、机组并列后，全面检查一次发变组系统设备。
9、待机组运行稳定后，负荷40MW，切换机组厂用电为高厂变带(参照厂用电切换
标准操作票)。
10、根据调度规定切换主变中性点接地刀闸运行方式。
11、厂用电切换完毕投入机组AVC装置运行。
12、厂用电切换完毕后，根据6KV电压及时调整启备变有载调压档位，使电压与机
组6KV厂用电压保持一致。
13、整个启动过程中，应遵循紧张有序，准确无误，节能优化的原则，所有操作应
提前准备好操作票及操作工具，缩短操作时间，降低启动能耗。
(四)化学专业启动控制措施：
1、除氧剂和氨加药泵在给水泵启动（汽机人员通知）时，应立即投入加药工作，
及时化验给水水质，调整加药量。
2、点火前的冲洗：冲洗过程：上水泵—＞高压除氧器—＞给水泵—＞高加—＞省
煤器—＞汽包—＞水冷壁—＞排污—＞下降管—＞排污。控制标准：Fe≤
100vg/1（注：定排放水处取样）。
3、加热冲洗：冷态冲洗合格后，投入蒸汽推动，边升温边冲洗，通过锅炉定排及
除氧器排污，使水质达到以下标准时，才能点火启动：给水Fe≤75vg/1、SiO
2
≤80vg/1。
≤80vg/1；炉水Fe≤80vg/1、SiO
2
4、点火后热态冲洗：点火后的热态冲洗完全依靠锅炉排污换水，要求炉压升至
0.5MPa时定排一次，炉压 1.3—1.5MPa时定排一次，使炉水品质达到Fe≤
80vg/1。
5、点火前，通知锅炉打开连续排污一次门、汽包加药一次门和所有取样一次门，
并通知热工投入排污流量表。
6、当锅炉压力升到0.49MPa时，开取样二次门，冲洗取样器，并调整取样水流速
在500—700毫升/分钟，调整好冷却水流量，使水样温度在300C左右。
3-，根据分析结果调整加药，如炉水7、冲洗取样器后，取样分析炉水PH值和PO
4
浑浊，应通知锅炉进行定期排污一次。
8、当锅炉压力升到1.18MPa时，进行汽水全面分析，并通知仪表班投入化学在线
仪表。
9、当锅炉压力升到1.47MPa时，开连续排污门，必要时可增加一次定期排污。
10、当蒸汽品质达到并汽标准时，通知锅炉并汽，并加强分析和处理，使并汽4小
时内蒸汽品质达到正常运行指标。
11、当锅炉压力升到5.88MPa时，应再次全面分析水汽品质，合格后允许继续升压，
否则应维持压力运行。
12、如果蒸汽品质不合格时，锅炉不得升压并汽，同时应加强排污工作，使蒸汽品
质尽快达到合格，炉水浑浊时，应增加排污次数，并适当开大连续排污。
13、锅炉刚启动，炉水较浑时，应开大连续排污。
14、如炉水浑浊、带色或汽水品质劣化时，可根据具体情况适当增加定期排污。
15、凝结水的回收：机组启动过程中，凝结水品质未达到下列标准，不得送往高压
除氧器，控制标准：硬度≤10vmol/l、Fe≤80vg/l、SiO
≤80vg/l。
2
16、当蒸汽品质达到以下标准时，才能冲转：SiO
≤60vg/Kg、Fe≤50vh/Kg、Na≤
2
20vg/Kg。
17、如果不能在规定时间内，使水汽品质达到运行标准，各专业应查明原因，向生
产副总经理汇报，并采取相应措施，直至合格。
18、备注：
1)在各段冲洗过程中，必须投入给水加氨和联氨，并控制冲洗水PH=9.0—9.3，
联氨=10—50vg/l。
2)在冲洗过程中，应加强监督锅炉炉水、除氧器出口给水及凝结水的Fe、SiO2、
PH，每小时测定一次。
3)机组启动时，应尽早投入除氧器加热，并调整至溶解氧合格。
4)机组启动过程中，化学人员严格执行《化学运行规程》，主动与值长联系，及
时、准确的取样、化验，汇报值长，同时作好记录。在线仪表按《化学运行规
程》要求及时投入运行。
六、机组启动消耗定额（冷态启动）
如启动前检修中锅炉进行了大量浇注料施工，则启动时相应进行烘炉工作，则启动消耗相应增加。
七、其他
机组启动的整个过程中，值长必须严格按照规程规定进行操作，是现场操作与调度指令的唯一下令人，发生设备缺陷时，组织相关单位及专业及时消除。发生异常情况或事故时，按照事故处理规程规定进行处理。如因人为原因造成事故或设备损坏情况以及造成启动时间延迟甚至启动失败，则根据公司相关规定追究当事人的责任。
机组整套启动方案
目录 1.整套启动方案编写说明 2.#1机组整套启动原则方案 3.#1机组整套启动必备条件 3.1总体 3.2锅炉 3.3汽机 3.4电气 3.5热控 3.6化学 3.7输煤、制粉、除灰系统 4.#1机组整套启动准备工作 5.#1机组整套启动调试内容及时间安排5.1空负荷调试阶段 5.2带负荷调试阶段 5.3 满负荷168h试运阶段 6.#1机组整套启动调试质量目标
河北国华定洲发电厂#1机组整套启动方案 1.整套启动方案编写说明 1.1按国家电力公司2001年版《火电机组达标投产考核标准》300MW以上机组从首 次点火吹管至机组完成168h满负荷试运的工期≤90天为标准，因此，计划从点火冲管至机组完成168h满负荷试运共计90天的时间分配如下：冲管5天； 整套启动条件具备时间15天；整套启动准备时间5天；空负荷启动时间5天；汽轮机翻瓦及消缺15天；带负荷调试30天；168试运行15天；共计90天。 1.2整套启动方案所提出的调试项目、内容及质量目标，是按电力工业部96版 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》,电力工业部建设协调司96版《火电工程启动调试工作规定》, , 《建设国际一流电厂工作规划及实施大纲》的规定所决定。 1.3本整套启动方案主要说明#1机组在整套启动的原则方案及整套启动时的必备条 件、调试项目、调试时间安排，以便现场各方人员对机组整套启动的情况心中有底，做好各自责任范围内的工作，顺利完成整套启动任务。 1.4 与本整套启动方案相配套的措施有“#1机组锅炉整套启动调试措施” ,“#1机组 汽机整套启动调试措施” ,“#1机组电气整套启动调试措施” ,“#1机组整套启动期间水汽质量监督措施”,“机、电、炉横向大联锁试验措施”。相关专业调试内容可见这些措施。 2.#1机组整套启动原则方案 按1996年版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，整套启动试运分空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。并按排在满负荷调试168小时前完成甩负荷试验。 2.1空负荷调试 2.1.1机组空负荷调试是在机组分系统经分部试转转合格后进行，空负荷调试主要包括：按启动曲线开机；机组轴系振动监测；调节保安系统有关参数的调试和整
××水电站机组启动试运行方案 1、机组启动试运行作业流程图 机组启动试运行前的检查 压力钢管及蜗壳充水 机组首次起动 调速器空载扰动试验 过速试验 自动开停机试验 发电机定子绕组的直流耐压试验 发电机升压试验 升压站升压试验 励磁装置试验 主变冲击试验 解并列试验 带负荷试验 甩负荷试验 低油压关机试验 事故配压阀动作关机试验 动水关闭电动蝶阀试验 72小时试运行 检修、开机移交 2、作业方法及要求 2.1 机组起动试运行前的检查 2.1.1 作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组 成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1 水轮机部分的验收检查； 2.1.1.2 调速系统的验收检查； 2.1.1.3 发电机部分的验收检查； 2.1.1.4 励磁系统的验收检查； 2.1.1.5 油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.6 电气一次设备的验收检查； 2.1.1.7 电气二次设备的验收检查； 2.1.2 质量检验 2.1.2.1 检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91
《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90 2.1.2.2 检验方法和器具：目测及检查记录 2.2 压力钢管及蜗壳充水 2.2.1 作业方法 2.2.1.1 检查压力钢管、电动蝶阀、伸缩节、蜗壳等各连接螺栓应紧固，人孔门应 关闭严密，并全关技术供水总阀。 2.2.1.2 全开全关电动蝶阀，应动作灵活，无卡堵现象；试验完毕后全关电动蝶阀 主阀及旁通阀并投入锁定。 2.2.1.3 检查调速器油压装置处于正常工作状态，压力油罐压力及油位正常。手动 操作调速器，使导叶全行程开、关数次无异常情况。检查完成后将导叶全关，并投入接 力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。 2.2.1.4 投入发电机制动、使机组处于制动状态。 2.2.1.5 缓慢关闭前池冲沙闸门，使前池水流缓慢向压力钢管充水。注意监视电动 蝶阀前压力表读数，检查压力钢管充水情况。 2.2.1.6 检查压力管道、电动蝶阀的漏水情况，无异后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充 水，记录蜗壳充水时间。 2.2.1.7 蜗壳平压后，打开电动蝶阀，进行静水下的开关试验，检查阀体启闭动 作，记录阀体开启和关闭时间，在手动操作合格后，进行自动操作的启闭动作试验，分 别进行现地和远方操作试验。试验完后，全开电动蝶阀，关闭旁通阀。 2.2.2 质量检验 2.2.2.1 检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第 3.1 条、第 3.2 条 2.2.2.2 检验方法和器具 1).记录上游水位，检查压力钢管及蜗壳压力表，直至压力钢管充水平压，充水过 程中监视压力钢管及蜗壳有无异常情况。 2).从电动蝶阀、伸缩节等处，检查蝶阀的漏水情况。 3).目测检查蜗壳底座、蜗壳放空阀等处的漏水情况。 4).检查前后墙板、导水机构和主轴密封漏水情况。 5).检查各压力表及测压管的漏水情况，并记录其指示值。 6).在机旁仪表盘上，监视并记录水位计的毛水头及水力测量系统表计的读数。 7).监视厂房渗漏集水井内的水位变化情况。 2.3 技术供水调试 2.3.1 作业方法 2.3.1.1 关闭各支路供水阀门，打开蝶阀前供水总阀，向技术供水系统总管充水。 注意监视进出口水压力。 2.3.1.2 打开技术供水总管排污阀，排出管道内污物，待水质变清且无杂质流出后 关闭排污阀。 2.3.1.3 机组技术供水总管充水运行稳定后，打开冷却水进水总阀和冷却水出水阀， 然后缓缓开启冷却水进水总阀后的手动闸阀，使冷却水压力保持在0.25MPa 左右。 2.3.1.4 充水过程中，应检查以下项目： 1） .整个技术供水系统中各管道、阀门、接头不应有漏水现象。
机组启动试运行作业指导书1、机组启动试运行作业流程图
2、作业方法及要求 2.1机组起动试运行前的检查 2.1.1作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1引水系统的验收检查； 2.1.1.2水轮机部分的验收检查； 2.1.1.3调速系统的验收检查； 2.1.1.4发电机部分的验收检查； 2.1.1.5励磁系统的验收检查； 2.1.1.6油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.7电气一次设备的验收检查； 2.1.1.8电气二次设备的验收检查； 2.1.2质量检验 2.1.2.1检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91 《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92 《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92
《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90
《进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范》DL/T730-2000 2.1.2.2检验方法和器具：目测及检查记录 2.2尾水充水 2.2.1作业方法 2.2.1.1全关机组蜗壳进人门及尾水进人门。 2.2.1.2全关机组蜗壳放空阀，锁锭投入。 2.2.1.3投入空气围带 2.2.1.4关闭蜗壳取水阀 2.2.1.5关闭尾水盘形阀，且关闭严密，锁锭装置已投入。 2.2.1.6顶盖排水泵及其电源处于完好状态。 2.2.1.7水机室用于顶盖紧急备用排水的潜水泵已准备就绪。 2.2.1.8手动操作调速器将机组导叶打开3%-5%开度。 2.2.1.9打开尾水充水阀，向尾水充水。 2.2.1.10充水过程中，观察尾水管进口测压表、顶盖及蜗壳测压表。 2.2.1.11充水过程中，观察顶盖自流排水情况。 2.2.1.12待平压后，用尾水门机提起尾水门，并进行静水下的起落试验。试验完后，将尾水门全开并锁定在门槽上。 2.2.1.13进行顶盖排水泵排水调试。 2.2.1.14充水结束后关闭导叶，投入接力器锁锭。 2.2.1.15关闭尾水充水阀。 2.2.2质量检验 2.2.2.1检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第3.1条、第3.2条 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 2.1.2.2检验方法和器具 1）.充水过程中，用目测方法，监视检查尾水盘形阀、尾水锥管进人门及蜗壳进人门的密闭性及漏水情况。
2×350MW机组整套启动方案 1. 机组启动原则 1.1 汽轮机启动状态的规定 汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为： a) 冷态启动：金属温度≤121℃； b) 温态启动：金属温度在121～250℃； c) 金属温度在250～450℃之间； d) 极热态启动：金属温度≥450℃。 1.2 汽轮机启动规定 1.2.1 汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂； 1.2.2 汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。 1.3 机组首次冷态启动程序 整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦及低速检查(400r/min)→中速暖机(1000r/min)→高速暖机(2040r/min)→阀切换→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。 机组并网→带18～35MW运行3～4小时→机组解列→做汽门严密性试验→做超速试验。 机组并网→负荷70MW、投高加→负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，
机组甩50%负荷试验。 机组并网→负荷210MW，做进汽阀门试验→负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。 冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷350MW连续168小时运行→进入试生产阶段。 2. 整套启动前应具备的条件 2.1 汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控 制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完； 2.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠； 2.3 主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除； 2.4 调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除， 恢复常设的警告牌和护栏； 2.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确； 2.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态； 2.7 不停电电源切换试验做完，投入备用； 2.8 机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常； 2.9 确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实 际状态相符； 2.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好； 2.11 整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕； 2.12 建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成； 2.13 编制试验程序，绘制系统图； 2.14 准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看； 2.15 按照组织机构，通知有关人员到岗；
In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.汽轮机电气整套启动方案 正式版
汽轮机电气整套启动方案正式版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 1 编制目的 启动试验是全面检验主机及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备的重要环节，在启动试验过程中检验一、二次回路（控制、励磁、测量、保护）的可靠性，是保证机组安全、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥经济效益的关键性程序。为了明确整套启动调试工作的任务和各方职责，规范整套调试项目和程序，使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地进行，特编制本措施用于指导发电机组整套启动试验过程。
2 编制依据 2.1. 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996版）》； 2.2. 《火电工程启动调试工作规定》； 2.3. 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006； 2.4. 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》； 2.5. 《电力系统自动装置检验条例》； 2.6. 有关行业和厂家的技术标准； 2.7. 设计图纸和制造厂家安装、调试说明书； 3 主要设备参数
大型排涝泵站首（末）台机组 启动验收实施细则 第一节验收程序 泵站首（末）台机组启动验收依照下列程序进行： 1、更新改造泵站具备试运行条件后，项目法人首先组织机组启动试运行。 2、项目法人在完成机组启动试运行后，再组织机组启动技术预验收。 3、项目法人在技术预验收通过后提出阶段验收申请报告报法人验收监督管理机关审查。项目法人与法人验收监督管理机关为同一主体的，报上一级水行政主管部门审查（下同）。 4、阶段验收申请报告审查通过后法人验收监督管理机关将阶段验收申请报告转报省水利厅，由省水利厅决定是否同意进行阶段验收。 5、省水利厅同意进行阶段验收后协商有关单位，拟定验收时间、地点、委员会等有关事宜，组织首（末）台机组启动验收。
第二节机组启动试运行 1、机组启动试运行前，施工单位向项目法人提出机组启动试运行申请报告。 2、机组启动试运行由项目法人主持，设计单位、土建工程施工单位、安装单位、监理单位（包括监造）、设备生产单位、质量监督单位以及运行管理单位参加。 3、机组启动试运行前，项目法人首先将试运行工作安排报法人验收监督管理机关审查，批准后方可实施。 4、项目法人再将试运行工作安排及法人验收监督管理机关审查意见报省水行政主管部门备案。 5、省水利厅可在必要时派专家到现场收集有关资料，指导项目法人进行机组启动试运行工作。 6、机组启动试运行应具备的条件： （1）泵站土建工程已基本完成，必须动用的部分水工建筑物和输水管道已通过分部工程验收，进水、出水池水位及来水量均满足试运行要求。 （2）主机组及辅助设备已安装完毕，有关工作闸门、检修闸门等断流装置及启闭机设备已安装完成，并已通过分部工程验收，能满足泵站试运行要求。 （3）泵站供电确有保证，供电线路、变电站等均已验收合格，试运行用电计划已落实。 （4）泵站消防系统已通过检查验收，消防设备齐全、到位。
珠江水泥有限公司余热发电工程 7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 1简要概述 1.1工程简要概述 珠江水泥余热电厂，设备简介 2整套启动调试的目的和任务 2.1调试目的 整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。 2.2启动调试的任务
2.2.1进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。 222检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。2.2.3监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。2.2.4考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。 2.2.5记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。 2.2.6试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。 2.2.7投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。 2.2.8进行50 %及100 % B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性； 3主要设备技术范围 3.1汽轮机 型号：NZ7.5-1.05/0.2 型式：双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。 额定出力：7.5 MW 调节方式DEH控制系统 主蒸汽压力：1.05 MPa 主蒸汽温度：320 C
电厂机组整套启动作业指导书 1 目的 确保机组整套启动过程中各项操作控制有序、操作规范，保证整台机组安全、顺利地启动。 2 适用范围 适用于本公司# 机组整套启动。 3 术语 本作业指导书无特殊术语。 4 人员责任 4.1 项目运行部：负责全过程中的监督、协调工作。 4.2 值长：负责当值期间的指挥、调度、协调工作。 4.3 主控制员：负责当值期间的指挥、主要操作、记录工作。 4.4 副控制员：负责集控室内CRT上的各项具体操作。 4.6 值班员：负责所辖范围内系统的检查、就地操作。 5 工作流程 5.1启动前应具备条件 5.1.1接到市调准备启动# 机组的命令。 5.1.2设备的检修工作全部结束，现场整洁，设备保温完好，影响启动工作票全部注销，机组具备启动条件： a）检查确认在机组启动前的所有试验清单完整。 b）检查确认所有单体、分系统静态试验已完成并验收合格。 c）检查确认无影响机组启动的重大设备缺陷。 d）各种启动过程中的技术方案齐全并已获得批准。 5.1.3检查确认6KV，380V，UPS系统，直流系统，各MCC柜已为正常运行方式。
5.1.4机组启动前，热工所有表计应投入；各种控制、保护信号的电源已送上，DCS系统(DEH、DAS、MEH、ETS、TSI)试验检查正常，系统已投入运行，烤机不少于2小时。 5.1.5检查确认柴油发电机启、停及加载试验正常，并投“自动”。 5.1.6电气设备接地线完好，绝缘合格，设备已送电，操作按钮灯光显示正常，各转机试转正常。 5.1.7化学已准备充足合格的除盐水、氢气，100立方米启动补水箱水位正常，水质化验合格。 5.1.8各转机设备油箱、轴承加足合格的润滑油或润滑脂，能盘动的设备盘动转子灵活，安全罩齐全，牢固可靠。 5.1.9机组A、B、C、D修后的冷态启动前，应严格按照运行规程要求进行各项联锁保护试验以及各电（气）动门、调节门开关试验正常，执行专项操作指导书。 a.事故按钮试验。 b火检冷却风机，空预器主、辅驱联锁试验。 c.机、炉、电大联锁试验。 d.水泵及油泵联锁试验。 e.转机静态联锁试验。 f.程控装置试验。 g.汽轮机TSI、ETS保护试验。 h.小机各项保护试验。 i.电气双电源联动试验。 J.发电机断水联合试验。 5.1.10机组启动时，确认相应保护正常投入（特殊情况下，确实不能投入的保护项目，须经总工程师批准，并制定相应的安全技术措施）。 5.1.12燃煤、燃油充足，且质量合格。各类消防设施齐全，照明电源可靠。 5.1.13检查确认汽轮机静态试验已全部完成，仪表、保护校验正确并按规定投入正常。 5.2炉点火前的准备 5.2.1通知补水泵房启动补水泵向化学补水
新乡豫新发电有限责任公司 热电项目#7机组 调试作业指导书 XTF—DQ101 电气整套启动方案 河南电力检修工程有限公司新乡分公司电气二次班 2007年1月16日
目次 1 目的 (04) 2 依据 (04) 3 系统及设备简介 (04) 4 调试内容及验评标准 (07) 5 组织分工 (08) 6 使用仪器设备 (09) 7 调试应具备的条件 (09) 8 调试步骤 (11) 9 安全技术措施 (16) 10调试记录 (17) 11 附图（表） (17)
1目的 为了明确电气专业整套启动调试工作的任务和参建各方职责,规范整套调试项目和程序,使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地顺利进行，提高调试质量，确保机组安全、稳定、经济地投入试生产运行，特制定本方案。 机组的电气专业整套启动调整试验是移交生产的最后一道工序，处于十分重要的地位，担负着很重要的作用。通过整套启动调试工作保证整个机组的性能指标满足设计要求。本方案仅作为电气整套启动调试原则步骤，各参与单位在会签、批准后应遵照执行。本方案在实施过程中的修改、变更，届时由启动验收委员会任命的启动试运总指挥决定。 2依据 2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》。2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》。 2.3 《火电机组达标投产考核标准（2000年版）及其相关规定》。 2.4 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）。 2.5 《继电保护及电网安全自动装置检验条例》。 2.6 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》。 2.7 国家及行业有关技术规范、标准。 2.8 设计、制造技术文件、资料。 2.9 相关的合同文件。 2.10 调试大纲。 3设备及系统简介 3.1 系统及设备介绍 新乡电厂扩建工程热电项目安装两台300MW机组，分别为#6、#7机。本工程新建220kV开关站一座，采用双母线接线方式。两台机组均采用发电机—变压器组接线方式，通过双母线经Ⅰ腾鲲线、Ⅱ腾鲲线与对侧220kV变电站连接。 新建220kV开关站内设置网络继电器室，配置220kV配电设备的计量、测量、监控、保护及自动装置等二次系统设备。220kV线路保护采用双重化配置，以光纤作为线路两侧保护装置信息交换通道。另在网络继电器室内设置母线保护屏双重化配置、母联保护屏、线路保护屏、PT并列屏、电能表屏、测控屏、220kV故障录波屏、保护故障信息屏等装置。
机组启动试运行方案 一、编制依据： 1、水轮发电机组安装技术规范（GB/T-8564-2003）； 2、水轮发电机组启动试验规程（DL/T507-2002）； 3、杭州大路发电设备有限公司有关技术文件和设计图纸； （1）水轮机安装、使用、维护说明书及技术条件； （2），10.5KV水轮发电机安装、使用、维护说明书及技术条件； 4、水利部农村电气化研究所施工图。 二、机组起动试运行目的 1、通过机组试运行，考验机组设计、制造和安装的质量，可以发现机组在制造和安装中出现的问题和存在的缺陷，并及时予以消除，从而达到确保机组长期安全可靠、稳定运行的要求。 2、验证机组与有关电气及机械设备协联动作的正确性，以及自动化元件的可靠性，并对相关参数进行测定，掌握机组和电气设备的实际最优工况和性能，为今后长期稳定运行提供技术保障。 三、机组试运行应具备的条件 1、厂房机电设备安装已完成，并经静态调试合格： （1）水轮发电机组、球阀、调速器已安装完成，并完成静态调试； （2）油气水等辅助设备已安装完成，经调试合格，可以投运； （3）电气设备已安装完成，并经试验合格； （4）升压变电工程安装完成、试验合格，经电网公司验收合格； （5）机组及公用设备自动化系统已安装完成，完成静态调试，满足机组试运行要求。
2、厂用电系统已投入运行，满足试运行要求。 3、引水系统土建、金属结构、机电设备施工完成，机电设备经调试合格，具备充水条件。 4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。 5、机组启动小组已成立，组织机构健全。 6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。 四、机组启动试运行前的检查 （一）引水系统检查 （1）进水口拦污栅、事故闸门、充水阀、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。 （2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。 （3）两台机球阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机球阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。 （4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。 （5）尾水闸门及起闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。 （6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。 上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵尾水、支洞进人门，进人门密封应处理严密。 （二）水轮机部分检查 （1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。 （2）水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。
1工程概况泵站概况 ******工程是***市“五水共治”重点工程，工程主要由***闸站、***泵站、***整治、***防洪墙 5部分组成，工程总投资亿元。 ***闸站位于***、五一溪及大溪交汇处，***泵站位于**东岸防洪堤上***闸右侧。 工程的建设任务是防洪、治涝为主，兼顾改善水环境等综合利用，以完善***市城市防洪排涝工程布局，提高***市城区防洪排涝能力。 ***闸站设计流量45m3/s，共设3台立式轴流泵，1台设计流量9m3/s，2台设计流量18m3/s，总装机功率3800kW。***泵站设计排涝流量10m3/s，共设3台钢井桶式潜水轴流泵，总装机功率1065kW。******工程为Ⅲ等工程，***闸站、***泵站主要建筑物等别为3级，次要建筑物级别为4级，临时建筑物级别为5级，设计防洪标准为50年一遇。***闸站建成区排涝标准按10年一遇3小时暴雨3小时排出。主要建筑物：泵站厂房、前池、出水池为3级建筑物；次要建筑物：***等为4级建 筑物。 主要机电及金结设备 1）***闸站 ***闸站设3台立式轴流泵组，其中两台单机设计流量s，另一台单机设计流量s。 s流量泵，最大净扬程，最小扬程，设计扬程，设计点效率%，水泵型号2000ZLB18－，叶轮直径，额定转速min，水泵配套采用TL1500－28/2600型电动机，额定功率为1500kW，额定电压10KV，额定电流Ａ，电动机额定转速为min，功率因数（超前）。 s流量泵，最大净扬程，最小扬程，设计扬程，设计点效率%，水泵型号1540ZLB9－，叶轮直径，额定转速300r/min，水泵配套采用TL800－20/2150型电动机，额定功率为800kW，额定电压10KV，额定电流Ａ，电动机额定转速为300r/min，功率因数（超前）。 泵房内选用一台20/5t电动桥式起重机。起重机跨度12m，主钩起升高度16m，副钩起升高度18m。在泵房外江每台水泵出水钢管末端配备一台侧向式拍门，型式为矩形双门，两台大泵管道出口拍门
说明 1、本运行大纲由安装施工单位水电五局龙马机电安装项目部编制，经3#机组启动验收委员会审查通过后执行。 2、龙马水电站在系统中担任发电、调峰、调频和事故备用，无调相运行工况。 3、根据龙马电站目前运行库水位及主机厂家提供的机组运行特性曲线，机组试验时，库区最低水位605米高程，一台机组满发尾水水位522米高程。 4、甩负荷试验按当时最大水头下的25％、50％、75％、100％额定负荷进行。特申请3＃机组按当前最大负荷进行甩负荷试验后进入72小时试运行。
龙马水电站3#机组启动试运行程序 第一条总则 1、3#机组启动及试运行工作主要是对水工建筑物、制造厂设计、设备安装质量等方面进行综合性考验； 2、机组试运行指挥部负责机组启动试运行过程中设备的调试、监护、操作、运行及维护工作； 3、本程序是根据国家现行的规程规范，结合本电站的实际情况及有关的技术协议、合同条款等编制而成； 4、试运行过程做好调试记录，及时整理、签字，为完成竣工资料做好准备。 第二条 3#机组启动试运行前的检查 一、3#机组引水系统的检查 1、3#机组进水口、拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格。 2、3#机组进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。检修闸门、工作闸门、充水阀、启闭装置已安装完工，在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好，启闭时间符合设计要求。检修闸门、工作闸门在关闭状态。 3、3#机组压力管道、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计已安装。尾水管进人门、蜗壳进人门已严密封闭。 4、3#机组蜗壳及尾水管盘形排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。 5、3#机组尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门启闭机及抓梁可随时投入工作。 6、1＃、2＃、3＃机组蝶阀全部调试完毕，且全部处于关闭状态。 二、3#机组水轮机检查
目录 一、编制目的 二、编制依据 三、设备系统简介 四、调试内容及验评标准 五、组织分工 六、使用仪器设备 七、锅炉整套启动应具备的条件 八、调试步骤 九、注意事项 十、附件
一、编制目的 锅炉安装结束，经过分部调试之后，进行整套启动试运行，整套启动试运行是锅炉进入正常运行前的必须步骤；通过整套启动试运行，对锅炉所有系统、设备进行全面考核、检验其性能或质量是否达到设计标准；同时，对锅炉及附属设备和系统在设计、制造、安装中存在的问题进行改进或处理，使机组安全、经济、优质地移交生产运行。 二、编制依据 2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（2009年版）；DL/T 5437－2009。 2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）； 2.3《火电工程启动调试工作规定》；（1996年版） 2.4《电力建设施工及验收技术规范》（1996年版）； 2.5《二十五项反事故措施》； 2.6《锅炉安装、使用说明书》及随机技术文件； 三、设备系统简介 3.1 锅炉总体概述： 锅炉为自然循环、循环流化床锅炉、室内布置。 锅炉有一个膜式水冷壁炉膛;两个蜗壳式气冷旋风分离器和一个尾部竖井烟道组成。其中尾部竖井烟道上部由汽包墙包覆,下部有护板烟道组成。 在炉膛上部,沿炉膛的宽度方向均匀布置两片屏式过热器。 在尾部竖井里布置有高、低温过热器和省煤器。 在低温过热器和屏式过热器之间;屏式过热器和高温过热器之间布置两级喷水减温器以控制过热器出口额定蒸汽温度。 用来生产蒸汽的热量来自流化床系统。燃烧产生的高温烟气夹带热量通过炉膛向上,通过位于炉膛上部后水冷壁两侧的出口切向进入蜗壳式旋风分离器,粗的物料在旋风分离器内被分离下来后经过与其相连的回料器返回位于布风板之上的密相区,实现循环燃烧。烟气经位于分离器上部的出口烟道,通过尾部包墙过热器前包墙进入尾部竖井烟道,在竖井烟道内,烟气向下冲刷并向四壁及其尾部布置的受热面放热,最后流经烟道下部的空预器后离开锅炉本体。 3.2 炉膛
动力厂300MW运行车间 2#开机方案 编制： 专工审核： 车间主任审核： 主管厂长审核： 二〇一四年一月十五日
锅炉专业 一、组织措施 现场指挥：仲昭峰 安全负责：闫旺 现场监护人：卢景林 操作人：何兆蛟 2#炉启动点火时间：2014年1月15日12时00分 2#机冲转时间：2014年1月15日19时00分 二、准备工作 1、点火前由值长联系调度。 2、由操作人何兆蛟填写点火操作票，主值祝晓霞审核无误后签字，值长仲昭峰审核无误后签字。 3、由1月14日中班主值组织，联系电气各辅机测绝缘合格并送电，将各辅机送电至试验位置，做锅炉静态试验；系统阀门送电、送气，做阀门活动试验；全面检查设备系统正常。 4、15日夜班，单元长联系汽机启动电动给水泵前置泵给锅炉上水。上水完毕送锅炉底部加热装置。 启动操作 1、1月15日11时40分开1.02米插板阀，调整合格后打开煤气蝶阀引煤气到炉前。 2、1月15日11时50分爆发试验合格，投入备用状态。 3、1月15日11时30分启动风机，调整风压、风量并炉内吹扫5分钟。 4、1月15日12时00分锅炉点火，启动等离子点火，然后再投入煤气。 4、1月15日19时00分汽温320-360℃，汽压3.5-4MPa时，通知汽机冲转。 三、注意事项： 1、锅炉点火时，严格安装锅炉启动曲线进行。冬季温度较低，必须加强巡检力度，发现缺陷立即联系检修处理。 2、锅炉点火后引煤气到炉前，加强联系，注意炉膛负压变化情况，发现异常及
时停止送煤气。#2炉投用转炉煤气时，注意#1炉转炉煤气压力，压力低时可退出#1炉转炉煤气。 汽机专业 一、组织措施： 1、现场指挥：田杰 2、安全负责：闫旺 3、现场监护：杨光磊 4、现场操作：乙值运行人员 1#机组启动：14年1月15日19时0分额定转速：1月15日22时0分 二、准备工作： 公用系统： 1.厂用电系统：检查本机厂用电由#03高备变带且运行正常； 2.投运辅助蒸汽系统； 3.投运辅机冷却水系统； 4.投运压缩空气系统，检查仪用气压力正常； 5.除盐水系统投运； 机侧设备系统： 1.汽轮机辅助设备及系统具备投运条件； 2.启动辅机循环泵，投运辅机冷却水系统及空冷水系统； 3.启动一台排烟风机，风机工作时，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴 承箱内负压应维持在98～196Pa。检查启动主机交流润滑油泵，投入润 滑油系统，检查油压正常，系统不漏油； 4.启动顶轴油泵，油压8.0～12MPa，确证转子顶起后投入汽轮机盘车，检 查汽轮机动静无摩擦，盘车电流正常；无特殊情况不得中断连续盘车， 如发生短暂中断时，要保证在机组启动前至少连续盘车不少于3～4小 时，热态启动不少于4小时； 5.启动一台EH油泵，油压正常，检查系统无漏油； 6.启动一台除盐泵，排汽装置补水至800mm，启动凝结泵打再循环，检查
机组启动试运行调试大 纲
用心整理的精品word文档，下载即可编辑！！ 8号机组启动试运行调试大纲批准： 审核： 编制： 大唐衡阳发电股份有限公司 2013年2月3日
8#机组启动试运行调试大纲目录 第一章总则 第二章编写依据及说明 第三章工程概况 3.1 概述 3.2 8号机组主要设备参数 第四章启动试运行应具备的条件 第五章启动试运技术要点及措施 5.1 机组起动试运行前的检查 5.1.1引水系统的检查 5.1.2水轮机部分的检查 5.1.3调速系统及其设备的检查 5.1.4发电机部分的检查 5.1.5励磁系统的检查 5.1.6油、水、气系统的检查 5.1.7电气一次设备的检查 5.1.8电气二次系统及回路的检查 5.1.9消防系统及设备的检查 5.2 水轮发电机组充水试验 5.2.1 充水条件 5.2.2 尾水充水 5.2.3 蜗壳充水
5.3、机组启动和空转试验 5.3.1启动前的准备 5.3.2首次手动启动试验 5.3.3 调速器空载试验 5.3.4手动停机过程及停机后检查 5.3.5 机组过速试验及检查 5.4 机组自动开停机试验 5.4.1 自动开机需具备的条件 5.4.2机组LCU8自动开机至空载 5.4.3 机组LCU8自动停机 5.5、水轮发电机组空载试验 5.5.1 发电机短路升流试验 5.5.2 发电机升压试验 5.5.3 空载下励磁装置的调试 5.6 机组并列及负荷试验 5.6.1 水轮发电机组空载并列试验 5.6.2 280的自动假同期试验 5.6.3 280的自动准同期试验 5.6.4 计算机监控系统自动开机并网试验5.6.5 机组带负荷试验 5.6.6 机组甩负荷试验 5.6.7 低油压事故停机试验
电气专业整套启动调试方案 四川电力试验研究院 2005年3月 目录 1 目的 (3) 2 编制依据 (3) 3 设备系统简介 (4) 4 组织分工 (5) 5启动试运应具备的条件 (5) 6启动前的准备工作 (7) 7 整套启动试验 (8) 升速过程中的试验 (8) 短路试验 (8) 空载试验 (9) 自动励磁调节器试验 (9) 发电机假同期并网试验 (10) 发电机同期并网试验 (10) 并网带负荷后的试验 (10) 甩负荷试验 (11) 72小时满负荷试运行 (11) 8 安全措施 (11) 1. 目的 为了明确电气专业整套启动调试工作的任务和参建各方职责,规范整套调试项目和程序,使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地快速顺利进行，全面提高调试工作水平，确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，特制定本方案。 机组启动调试是火电工程的最后一道工序，通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。本方案仅作为电气整套启动调试原则步骤，各参与单位在会签、批准后应遵照执行。 2. 编制依据 . 原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）电建〔1996〕159号。 . 原电力工业部颁发的《火电工程启动调试工作规定》建质〔1996〕40号。
. 原电力部颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）建质〔1996〕111号。 . 原电力工业部颁发的《火电机组达标投产考核标准（1998年版）》电综〔1998〕112号。 . 国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150—91）。. 原能源部颁发的《继电保护和安全自动装置技术规程》（DL400—91）。 . 《电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施要点》。 . 原水电部颁发的《继电保护及电网安全自动装置检验条例》（［87］水电电生字第108号）。 . 原能源部颁发的《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（—92）。. 国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发〔2000〕589号。 . 设备制造厂家有关技术说明书和调试大纲。 3. 设备系统简介 本期工程电气一次主系统由一台6MW发电机组，出口电压，通过106开关与本厂10kV单母线系统连接，再通过101开关与全厂总降10KV线路相连入110KV系统，106、101开关设为并网点。高压电机接至厂用10kV母线，低压负荷由站用变压器供电。发电机为杭州发电设备厂生产，冷却方式为密闭循环空气冷却。10KV 开关生产厂家为杭州正泰。二次系统发电机励磁采用自并励静止可控硅励磁方式，装置亦由杭州发电设备厂生产。发电机保护采用南自厂生产的微机型保护装置，发电机并网采用自动准同期方式，装置由深圳智能公司生产。主控室设变电站自动化系统后台，用于监视、控制系统运行状况。 主要设备选型如下： 设备名称型号制造厂主要参数备注 发电机QF-J6-2 杭州发电设备厂Pe=6MW,Ue=, Ie=,COSΦ =, Ile=密闭空冷 10KV 开关KYN28-10 杭州正泰630-25KA 真空开关 发电机 保护PDS-771 南自厂-DC220V ～100V/57V 5A 50HZ 微机型保护励磁调节装置JL-12 杭州发电设备厂～200V –320V -250A 自并励静态励磁 同期 装置SID-2CM 深圳智能～220V 微机型自同期 4. 组织分工 . 整套启动试验应在整套试运组的统一指挥下进行，各有关单位分工明确，职责清楚，并以密切合作、顾全大局的精神完成整套启动的试验工作。 . 发电机与系统第一次并列，由调试所指定专人执行，并网带负荷以后的运行操作和事故处理，由碱厂电厂运行人员按照运行规程和事故处理规程执行。 . 运行人员负责试验中的有关操作。 . 安装人员负责临时试验接线的安装、拆除，负责主要设备的巡视监护。 . 厂家人员到场，负责本设备、装置的运行操作指导及缺陷故障处理。
机组启动试运行方案 批准： 审核： 编写： 2009年6月9日
机组启动试运行方案 1充水试验 1.1充水条件 1.1.1确认坝前水位已蓄至最低发电水位。 1.1.2确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。确认机组各进人门已关闭牢靠，各台机组检修排水阀门已处于关闭状态，检修排水廊道进人门处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。确认空气围带、制动器处于投入状态。 1.1.3确认全厂检修、渗漏排水系统运行正常。 1.2尾水流道充水 1.2.1利用尾水倒灌入检修排水廊道，然后打开机组尾水检修排水阀向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进人门、伸缩节、主轴密封及空气围带、测压系统管路、发电机定子、灯泡头、流道盖板等的漏水情况，记录测压表计的读数。 1.2.2充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理。充水过程中应检查排气情况。 1.2.3待充水至与尾水位平压后，将尾水闸门提起。 1.3进水流道充水 1.3.1提起进水闸门，以闸门节间充水方式缓缓向进水流道充水，监视进水流道压力表读数，检查灯泡体、管形座、框架盖板、导水机构及各排水阀等各部位在充水过程中的工作状态及密封情况。 1.3.2观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。 1.3.3充水过程中检查流道排气是否畅通。 1.3.4待充水至与上游水位平压后，将进水口闸门提起。 1.3.5观察厂房内渗漏水情况及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。 1.3.6将机组技术供水管路系统的阀门打开，启动供水泵，使压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、各接头法兰通水后的工作情况。